延續多年的煤電矛盾及煤電企業虧損愈演愈烈。
　　
　　中國電力企業聯合會下稱中電聯最新公布的數據顯示，2010年煤電虧損企業的虧損額大幅增加，達到329億元。煤電企業虧損面達43.2%，同比上升7.7%。
　　
　　不僅如此，煤電企業的資產負債率也高企至74.3%，部分煤電廠資產負債率甚至超過100%。
　　
　　對此，中電聯認為應盡快完善煤電聯動，縮短電價聯動滯后期限，同步上調上網電價與銷售電價3分/千瓦時，彌補煤電聯動滯后的價差缺口。
　　
　　火電巨虧
　　
　　根據中電聯的統計，去年前11個月電力行業虧損企業虧損額同比下降，但煤電虧損企業的虧損額卻大幅增加，達到329億元，比上年同期增加105億元。
　　
　　與此同時，煤電企業虧損面為43.2%，比上年同期上升7.7%。其中東北三省煤電企業繼續全部虧損，中部地區六省和西部省份的云南、陜西、四川、重慶、甘肅的煤電企業虧損面已超過50%，此間四川和云南是首次出現虧損。
　　
　　五大發電集團方面，截至2010年10月底，五大發電集團所屬的447家煤電廠，260家虧損，虧損面高達58.2%。“僅2010年10月份和11月份兩個月，五大發電集團的到廠標準煤單價上漲超過100元／噸，使五大發電集團煤電業務虧損面加大，虧損額達到124億元。”
　　
　　除了虧損面，煤電企業的負債率也再度高企。截至去年11月底，全國煤電企業資產負債率達74.3%，同比上升2.4%。其中，湖南、廣西、貴州、陜西、湖北、河南、山西、云南、四川超過80%，青海、山東、海南煤電企業資產負債率則超過90%。
　　
　　“部分煤電廠資產負債率已經超過100%，由于持續虧損，煤電企業的融資難度非常大，而且資金鏈斷裂的風險也在逐漸加大。”中電聯分析稱，部分省份已經出現了因機組缺煤停運、不得不限制用電負荷的極端情況，“煤電企業生產經營已面臨嚴重困難，必須疏導上游壓力，扭轉煤電企業的虧損困局”。
　　
　　對于虧損原因，中電聯認為虧損源于電煤價格的上漲和結構布局、機制體制以及發展方式的不完善。“2010年，國內宏觀經濟總體回升向好，電力行業利潤整體增加，但供電、水電、煤電的行業分布卻并不均勻，煤電企業虧損額比上年繼續擴大。”
　　
　　數據顯示，去年前11個月煤電發電量同比上升14.1%，但煤電企業利潤總額僅為280億元，同比下降38.7%。 “中部六省及東北三省的煤電企業銷售利潤率全部為負。”中電聯將這些數據的下降歸結為同期煤價的增長所致。
　　
　　對此，中國煤炭運銷協會市場觀察員李朝林表示，從火電企業來看，無論煤炭價格如何上漲，都必須購入電煤以保證電力供應，但煤價上漲上網電價卻跟進緩慢。現在煤電企業的唯一指望是通過重點合同煤采購低價煤，但從近年的情況看，合同兌現率卻屢年下降。
　　
　　再調電價？
　　
　　中電聯同時給出了三條止損的途徑：完善煤電聯動機制、加強對電煤重點合同的監管、加快轉變電力發展方式和推進電力體制改革，建立合理的電價形成機制。
　　
　　其中呼吁完善煤電聯動機制以疏導電煤價格上漲帶來的煤電成本壓力中電聯已在不同場合多次提及。
　　
　　煤電聯動政策始于2004年年底，當時國家規定,以不少于6個月為一個煤電價格聯動周期,若周期內平均煤價較前一個周期變化幅度達到或超過5％,便將相應調整電價。
　　
　　然而政策出臺后，執行卻困難重重，至今只聯動了四次，其間多次達到規定，卻并未實現聯動。
　　
　　對于第五次聯動，去年有消息稱會最快會2010年10月后啟動，上網電價或平均上調1.5-2.5分/千瓦時，但事實是聯動再次被擱置。
　　
　　中電聯數據顯示，自2003年以來，中國煤炭價格持續上漲，秦皇島5500大卡煤炭價格累計上漲超過150％，但銷售電價漲幅僅有32％。
　　
　　根據中電聯對煤價漲幅、煤電聯動機制和輸配電成本增加等因素測算，目前銷售電價欠賬約5.29分/千瓦時，其中煤電上網電價欠賬3.38分/千瓦時，折合行業上網電價欠賬2.88分/千瓦時，輸配電價欠賬2.41分/千瓦時。
　　
　　中電聯對此表示，在按照電煤價格、上網電價、銷售電價同步聯動的原則，增強煤電聯動的時效性，縮短電價聯動滯后期限，取消發電企業自行消化30%煤價上漲成本的限定的同時，應同步上調上網電價與銷售電價3分/千瓦時，以彌補煤電聯動滯后的價差缺口。
　　
　　根據煤電聯動的規定，電價的漲跌應隨煤炭價格的漲跌起伏。但記者發現，從2005年第一次煤電聯動到2010年11月底，煤炭價格基本處于“倒V字形”。
　　
　　簡單比較，2010年12月份相比2005年2月，電煤價格上漲了405元左右，漲幅達100%，與之對應的，銷售電價平均上調10.45分，調幅在25%左右，而上網電價平均上調5.14分，調幅13%。
　　
　　對此業內專家表示，是否調整銷售電價和上網電價主要看兩方面，一個是市場煤和計劃電的調整幅度是否一致，一個是是否存在非煤虧損的情況。
　　
　　“按照煤電聯動的要求，2009年12月底5500卡電煤平倉價為740元/噸，去年12月份的平倉價達到800元/噸，漲幅為8%，遠遠超過5%漲電價的規定。”上述專家表示。
　　
　　該專家算了筆賬，上網電價每上調1分錢可消化火電企業20元／噸的煤價上漲，按照上述煤價浮動，加上運費的調整，截至2010年12月，5500大卡的電煤終端價格上調了80元，換算后上網電價調整4分錢可以抵消煤價帶來的成本壓力。
　　
　　此外，是否存在非煤虧損情況也是是否調整電價的重要原因，當前的煤炭價格占火電企業成本的70%，煤炭價格對煤電企業影響最大。
　　
　　“除了電廠火力發電的比例和利潤構成外，其中最關鍵的因素就是利用小時是否達到5000小時，如果超過，基本可以判斷煤電企業的發電設備確實運營，企業虧損非市場競爭形成，而是由于煤炭價格上漲造成，并非憑空哭窮。”
　　
　　據中電聯提供的最新數據，2010年煤電企業煤電利用小時數達5031小時，在“標準”5000小時以上。